4月25日，2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在內蒙古呼和浩特盛大召開，浙江可勝技術股份有限公司（簡稱可勝技術）董事長兼首席科學家金建祥先生出席會議并作《光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展的思考與展望》的主題演講。

圖：浙江可勝技術股份有限公司董事長兼首席科學家金建祥

金建祥表示，在過去的一兩年，光熱發(fā)電總體迎來高速發(fā)展的機會，但僅僅依靠風電和光伏的收益補貼光熱，這種方式只能是暫時的。當前在西北多個省份，例如甘肅已經采用分時上網電價，白天的7、8個小時按照低谷電價上網，那么再用光伏的收益來支持光熱發(fā)展，這條路線已然走不通了。

光熱發(fā)電要想實現(xiàn)真正的發(fā)展，需要提高其經濟性，使其不再成為電力投資方的累贅。這既需要政策的支持，也需要通過技術的進步、規(guī)模化的發(fā)展來降低成本，只有這樣光熱發(fā)電才能迎來健康的、持續(xù)的發(fā)展。

現(xiàn)階段光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展面臨的主要問題——缺乏經濟性

據金建祥介紹，2023年全國電源總裝機容量29.2億千瓦，全國總發(fā)電量9.46萬億千瓦時。風電、光伏總裝機容量突破10億千瓦，約占全國發(fā)電總裝機容量的36%；但由于風電、光伏利用小時數較低，兩者總發(fā)電量占比不足16%。

圖：2023年我國電源裝機結構與發(fā)電量占比

從長遠來看，若要實現(xiàn)雙碳目標，必須構建以新能源為主力電源的新型電力系統(tǒng)，由于風電、光伏發(fā)電的利用小時數較低，風電、光伏總裝機容量將遠超最大用電負荷，同時，高比例風電、光伏并網將給電力系統(tǒng)帶來支撐風險上升、調峰需求凸顯、保供難度增加等系列挑戰(zhàn)。

圖：2020-2060年我國各類電源裝機總量變化（單位：億千瓦）

數據來源：全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織

從技術角度講，光熱發(fā)電是高比例新能源電力系統(tǒng)的理想選擇。光熱發(fā)電是典型的有助于新能源消納的新能源，能夠提供轉動慣量和無功支撐，是極為罕見的電網友好型低碳電源，還可增配天然氣或生物質補燃系統(tǒng)作為保障性電源。

2023年3月，國家能源局綜合司《關于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關事項的通知》提出，力爭“十四五”期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦（3GW）左右。

金建祥表示，光熱項目的增長規(guī)劃是非常清楚的，但目前實際情況與文件的要求還是有距離的，最終能否實現(xiàn)規(guī)劃目標，還要看光熱有沒有經濟性，以及光熱的優(yōu)勢能不能得到充分的發(fā)揮。

那么，光熱發(fā)展增速達不到要求是為何？光熱是否可以做到可持續(xù)發(fā)展？

金建祥表示，光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展主要看生態(tài)、社會、經濟三個方面：

1、生態(tài)可持續(xù)：綠色低碳；

光熱發(fā)電全生命周期度電碳排放遠低于光伏電站，運營維護階段幾乎無碳排放，具有良好的生態(tài)環(huán)境效益，是絕佳的綠色低碳發(fā)電方式。

2、社會可持續(xù)：安全可靠；

光熱發(fā)電自帶大容量儲能，電力輸出穩(wěn)定，調節(jié)能力強；采用交流同步發(fā)電機發(fā)電，可提供轉動慣量和無功功率，對于維持新型電力系統(tǒng)的頻率和電壓穩(wěn)定具有重要意義。

3、經濟可持續(xù)？

光熱發(fā)電現(xiàn)階段度電成本較高，在當下的發(fā)電側的電價機制下，光熱發(fā)電無法實現(xiàn)獨立盈利，經濟回報不容樂觀。

綜合來看，光熱發(fā)電生態(tài)和社會可持續(xù)發(fā)展已無障礙，其可持續(xù)發(fā)展面臨的主要問題在于經濟方面，現(xiàn)階段成本較高、經濟回報不樂觀。

光熱發(fā)電外部環(huán)境分析與成本挑戰(zhàn)

金建祥表示，在多變形勢下，過去一年里既有對光熱發(fā)電發(fā)展有利的政策，也存在一些對光熱發(fā)電可能造成側面影響的問題。

光熱發(fā)電的外部利好因素——分時電價

目前，西北多省份執(zhí)行新能源分時上網電價政策，光熱在高/尖峰時段的上網電價有了十分明顯的提升。

比如，青海省高峰時段光熱的電價上浮比例為20%，甘肅省高峰時段電價上浮比例為50%，新疆高峰時段電價上浮比例為75%，尖峰時段電價上浮比例為100%。

注：上述政策執(zhí)行前，光熱上網電價分別為青海0.3247元/kWh、甘肅0.3078元/kWh、新疆0.262元/kWh。

光熱發(fā)電的外部利好因素——CCER

2023年10月，隨著中國核證自愿減排量（CCER）重啟，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《溫室氣體自愿減排項目方法學 并網光熱發(fā)電》。

同時，全國碳市場價格持續(xù)上漲，4月23日收盤價達99.6元/噸，隨著碳配額逐漸收緊，碳市場價格將加劇上漲。（數據來源：上海環(huán)境能源交易所）

光熱發(fā)電的外部不利因素

1）分時上網電價嚴重影響光伏的經濟性，很難再用光伏的收益補貼光熱。

金建祥表示，西北各省劃分的峰、谷、平時段后，谷時段基本覆蓋了光伏大發(fā)時段，光伏的經濟性受到極大影響。大基地項目執(zhí)行分時電價政策后，很難再用光伏的收益來補貼光熱。

2）鋰電池成本快速降低，給光熱帶來威脅。

2023年，由于原料成本下降以及規(guī)模化發(fā)展帶來的新建產能釋放，鋰電池成本快速降低，因此在短時儲能當中，4個小時或6個小時以下，光熱儲能缺乏競爭力。

光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)——成本挑戰(zhàn)

以青海德令哈、甘肅瓜州、新疆哈密三個典型站址為例，光熱裝機規(guī)模為350MW，儲能時長為10小時，總反射面積280萬方，采用雙塔一機建設方案。

據金建祥介紹，在滿足資本金內部收益率6.5%的情況下，德令哈地區(qū)光熱電站的全生命周期度電成本為0.67元/kWh，瓜州為0.75元/kWh，哈密為0.71元/kWh，在不依賴技術進步的情況下，僅通過單機規(guī)模的擴大，可使光熱度電成本得到明顯的下降。如上圖所示，度電成本和各省分時電價政策下的加權平均上網電價之間約有0.33元/kWh的差距，如果解決了這個差距，光熱發(fā)電就具備了良好的、快速發(fā)展的基礎。

金建祥表示，以西北區(qū)域為例，按照《溫室氣體自愿減排項目方法學 并網光熱發(fā)電（CCER-01-001-V01）》計算，暫且考慮0.05元/kWh的收益。綜合考慮分時電價與CCER收益，塔式光熱發(fā)電現(xiàn)階段成本與收益的差值約為0.28元/kWh，因此若要實現(xiàn)其經濟可持續(xù)，必須進一步降低成本、提升收益。

建議與展望

建議一：兩年內快速降本

金建祥指出，經測算到2026年，綜合技術優(yōu)化、集采降本、運維優(yōu)化、熔鹽租賃等多方面改進措施，光熱發(fā)電度電成本可下降0.13元/kWh左右，30萬千瓦以上的光熱電站度電成本可降至0.53元/kWh。

建議二：容量電價政策爭取——以煤電為例

金建祥表示，前面提到塔式光熱發(fā)電現(xiàn)階段成本與收益的差值約為0.28元/kWh，按照上述改進措施實現(xiàn)降本后，成本與收益仍有0.13~0.15元/kWh的差距。如何解決這個問題，短時間內只能靠政策支持，可考慮容量電價的可能性。

隨著我國電源結構的快速變化，煤電需向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型。2023年11月，國家發(fā)展改革委、能源局發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》。其目的是充分發(fā)揮煤電的支撐調節(jié)作用。用于計算容量電價的固定成本為330元/kW/年。自2026年起容量電價回收固定成本的比例不低于50%。

金建祥表示，國家給予煤電容量電價的經濟性原因有以下兩個：

1、煤電作為調節(jié)型電源時，發(fā)電小時數明顯降低，僅靠電量電價難以支撐經營；

2、用電低谷時段，煤電需要維持低負荷運行，煤耗增加，發(fā)電成本也隨之增大。

光熱容量電價政策爭取——憑什么？

光熱發(fā)電容量電價政策有沒有實現(xiàn)的可能性？金建祥就該問題分析表示，天然氣、煤電、抽蓄都有對應容量電價政策，三者的共同特點是年發(fā)電小時數很小且在快速下降。抽蓄年發(fā)電量在1000個小時，天然氣年發(fā)電量在幾百到1000個小時不等，煤電年發(fā)電量從早年的6000多個小時降到現(xiàn)在的5000個小時以下，未來隨著風光越來越多，還會不斷的下降。所以執(zhí)行容量電價的原因是設備利用率在不斷下降，為了保證高峰用電，給予容量電價補貼。

按照這樣的邏輯，光熱也應該去爭取容量電價。與煤電對比，光熱發(fā)電清潔低碳、調節(jié)能力更強、建設周期短，更匹配大基地的快速發(fā)展；而且光熱發(fā)電小時數更低，在2200~2500h。當然要真正發(fā)揮光熱的調峰、調頻的作用，發(fā)電小時數總體也不能低于2200h。

光熱容量電價政策爭取——給多少？

若從保證投資回報率的角度，計算光熱發(fā)電的容量電價:

1、按單機規(guī)模350MW、儲能10小時進行配置；

2、考慮降本后，光熱度電成本降為0.53~0.62元/kWh；

3、考慮分時電價政策下，加權平均上網電價0.34~0.41元/kWh；

4、考慮約0.05元/kWh的CCER收益；

5、在資本金內部收益率6.5%時，反算需要的容量電價。

根據各省的資源條件與分時上網電價政策各不相同，現(xiàn)階段建議青海335元/kW/年、甘肅318元/kW/年、新疆327元/kW/年確定容量電價。與天然氣電站相比，容量電價和電量電價基本相當（303-397元/kW/年，0.43元/kWh，浙江省）。

展望一：高比例光熱/風電配比的“光熱+”方案

隨著光熱成本的快速下降，一體化項目中的光熱配比將大幅提升。到2026年，光熱與風電的配比可以提升至1 : 3，相比于現(xiàn)階段的配比水平，約提升了一倍多。

金建祥表示，光熱與風電1：3的配比具有一定的經濟性，光熱的配比越高，調峰性能越好，1：3的比例基本不會給電網增加額外負擔。按照現(xiàn)在部分地區(qū)1：9的配比，光熱雖然也具備一定調峰效果，但遠遠達不到系統(tǒng)的要求，電網的調峰需求仍然大幅度上升。

展望二：獨立光熱電站

金建祥表示，未來三到五年，通過快速降本和容量電價補貼，光熱電站可實現(xiàn)獨立盈利；三到五年后，隨著進一步降本以及電力/碳市場的擴大與完善，可以逐步取消容量電價補貼，光熱電站可不再依賴容量電價成為自帶儲能、自負盈虧的電站，這時光熱必將迎來快速的發(fā)展期。

附浙江可勝技術股份有限公司簡介：

前身為浙江中控太陽能技術有限公司，2021年7月正式更名為浙江可勝技術股份有限公司。成立于2010年，專注于塔式光熱發(fā)電與熔鹽儲能的技術研究與產業(yè)化推廣，立足自主研發(fā)，掌握具有自主知識產權的全流程核心技術與關鍵裝備，技術咨詢、裝備集成、工程服務，項目開發(fā)、投資、建設、運營。

截至目前，可勝技術已建成投運光熱項目3個，共計110MW，分別為青海中控德令哈10MW、青海中控德令哈50MW、中電建青海共和50MW。

已中標在建項目11個，共計1250MW，具體分布如下：

1、甘肅：100MW/1個

2、吉林：200MW/2個

3、青海：400MW/3個

4、新疆：550MW/5個

以青海中控德令哈50MW為例：

德令哈50MW項目運行表現(xiàn)——年度運行情況

德令哈50MW電站儲能時長7h，總反射面積為54.3萬m2，于2018年12月并網發(fā)電。電站設計年發(fā)電量為1.460億kWh。

2022年1月1日-2022年12月31日，年度發(fā)電量達1.464億kWh，是全球首個達產的塔式熔鹽儲能光熱電站。

2023年1月1日-2023年12月31日，年度發(fā)電量達1.524億kWh，發(fā)電量比2022年度進一步提高4.13%，連續(xù)兩年發(fā)電量超過設計值。

德令哈50MW項目運行表現(xiàn)——月度發(fā)電量紀錄

2024年1月1日-1月31日，電站創(chuàng)下月度發(fā)電量最高紀錄。月度發(fā)電量1843萬kWh，超過月度平均設計發(fā)電量626萬kWh，期間有26天發(fā)電量達成率超過100%。

2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會4月25-26日在內蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開，大會由CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺聯(lián)合常州龍騰光熱科技股份有限公司共同主辦，大會主題為“在多變的形勢下實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展”，共有來自海內外約800名代表出席本屆大會。